Determinacion-del-aceite-residual-en-yacimientos-petroleros

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO 
 
 
 
 FACULTAD DE INGENIERIA 
 
DIVISIÓN DE INGENIERÍA EN CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 
 
 
“DETERMINACIÓN DEL ACEITE RESIDUAL 
 EN YACIMIENTOS PETROLEROS” 
 
 
 
 
 
 T E S I S 
 
 QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: 
 
 I N G E N I E R O P E T R O L E R O 
 
 P R E S E N T A 
 
 CRUZ OROPEZA JOSÉ MIGUEL 
 
 
 DIRECTOR DE TESIS: ING. MANUEL VILLAMAR VIGUERAS 
 
 
 
 
 
CD. UNIVERSITARIA, MEXICO, D.F. A 15 DE JUNIO DE 2009 
 
 
 
UNAM – Dirección General de Bibliotecas 
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DETERMINACIÓN DEL ACEITE RESIDUAL EN YACIMIENTOS PETROLEROS 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
 
A Victoria Oropeza Reyes, mi madre, por toda el apoyo que me brindaste por todo el 
sacrificio que hiciste para que yo y mis hermanos tuviéramos la educación necesaria 
para ser mejores personas. 
 
 
A Miguel Cruz Hernández, mi padre, por todo el apoyo que me brindaste no solo 
económico sino moral y emocional mucho de lo que soy ahora te lo debo a ti papá y 
eso no se puede pagar con nada. 
 
 
A Dios, por nunca dejarme solo, por cumplirme siempre lo que he pedido, por darme 
la voluntad y las fuerzas para seguir y por siempre estar ahí cuando mas te he 
necesitado. 
 
 
A Evangelina, Juan Manuel y Victor Hugo, mis hermanitos, por el apoyo que me 
daban cuando parecía que la voluntad y la energía se me acababan por esos 
momentos de compañía que solo se pueden pagar con el corazón. 
 
 
A mi familia en general, por todos aquellos instantes que pasaron dándome un 
consejo, sus grandes palabras también las tengo presentes siempre. 
 
 
A mis amigos Eraim, Alejandro, Fernando, Alma, Laura, Sandra, Carlos, Arturo, 
Alonso, Leticia, Israel, por todo el apoyo y los consejos que solo personas como 
ustedes saben dar. 
 
 
A Manuel Villamar Vigueras, mi director de tesis, que sin su ayuda, consejo y tiempo; 
este trabajo no hubiera sido posible. 
 
 
A Silvia González Salinas, por acompañarme y apoyarme siempre en todo lo que 
hago, por darme la fuerza y el ejemplo de la dedicación y sobre todo por todo 
aquello que siempre me hace muy feliz. 
 
 
 
 
DETERMINACIÓN DEL ACEITE RESIDUAL EN YACIMIENTOS PETROLEROS 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
ÍNDICE 
 
 
RESUMEN 
 
INTRODUCCIÓN 
 
I.- CONCEPTOS FUNDAMENTALES Página 
 
 I.1 Porosidad 
 I.1.1 Porosidad absoluta 
 I.1.2 Porosidad efectiva 
 I.1.3 Porosidad primaria 
 I.1.4 Porosidad secundaria 
 I.1.5 Factores que afectan la porosidad 
 
 I.2 Saturación 
 I.2.1 Saturación inicial 
 I.2.2 Saturación residual 
 I.2.3 Saturación crítica 
 I.2.4 Saturación de agua crítica 
 I.2.5 Saturación irreductible 
 I.2.6 Saturación de agua irreductible 
 I.2.7 Saturación Residual de aceite orS 
 I.2.8 Saturaciones residuales de aceite y gas durante la perforación 
 
 I.3 Permeabilidad 
 I.3.1 Permeabilidad absoluta 
 I.3.2 Permeabilidad efectiva 
 I.3.3 Permeabilidad relativa 
 
 I.4 Resistividad Eléctrica 
 I.4.1 Factores que afectan la resistividad 
 
 I.5 Energías y fuerzas del yacimiento 
 I.5.1Tensión interfacial 
 I.5.2 Fuerzas capilares 
 I.5.3 Mojabilidad 
 I.5.4 Capilaridad 
 I.5.5 Presión capilar 
 I.5.6 Presión Umbral 
 I.5.7 Curva de drene 
 I.5.8 Curva de Imbibición 
1 
1 
1 
2 
2 
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4 
4 
4 
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8 
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25
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DETERMINACIÓN DEL ACEITE RESIDUAL EN YACIMIENTOS PETROLEROS 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 I.6 Registros Geofísicos de Pozos 
 I.6.1 Aplicaciones 
 
 
II.- OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE 
LABORATORIO Y DE CAMPO 
 
 II.1 Saturación de fluidos 
 
 II.2 Métodos para determinar la saturación de fluidos 
 
 II.3 Diferentes métodos para la obtención de la saturación residual de aceite 
 
 II.4Métodos de laboratorio 
 II.4.1 Análisis de núcleos 
 
 II.5 Métodos de campo 
 II.5.1 Registros y formaciones limpias 
 II.5.2 Obtención de la Saturación residual de aceite con ayuda de Registros 
 Geofísicos 
 II.5.3 Registros geofísicos de pozos comúnmente utilizados en la 
 determinación de la Saturación residual de aceite ( orS ) 
 II.5.4 Saturación residual de aceite 
 II.5.5 Pruebas de Pozo 
 II.5.6 Trazadores Químicos 
 
III.- OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR MEDIO DE OTROS 
PROCEDIMIENTOS 
 
 III.1 Diferentes métodos o herramientas para la determinación de la 
 saturación residual de aceite ( orS ) 
 
 III.2 Balance de Materia 
 
 III.3 Uso del Método USBM para determinar el Aceite Residual 
 
 III.4 Determinación del Aceite Residual mediante el Número Capilar 
 
 III.5 Correlaciones que dependen de Registros Geofísicos 
 III.5.1 Registro- Inyección- Registro ( LIL ) 
 
 III.6 Determinación de la orS mediante el cálculo del volumen original de 
 hidrocarburos a condiciones de yacimiento por métodos volumétricos 
 o directos. 
 III.6.1 Límites de los yacimientos 
 
31
31
 
 
 
 
 
32
 
32
 
33
 
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36
 
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63
 
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 III.6.2 Método de Cimas y Bases 
 
 III.6.3 Método de Isopacas 
 
 III.6.4 Método de Isohidrocarburos 
 
 III.7 Correlación para América del norte 
 
 III.8 Importancia y Aplicación del valor de Saturación de Aceite 
 Residual orS 
 
 
IV.- CORRELACIONES DEL ACEITE RESIDUAL CON PARÁMETROS 
PETROFÍSICOS 
 
 IV.1 Correlaciones 
 
 IV.2 Correlaciones Experimentales 
 IV.2.1 Correlaciones Generales 
 IV.2.2 Mojabilidad 
 IV.2.3 Por Tipo de Roca 
 
 
V.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 
 
 
REFERENCIAS 
 
 
BIBLIOGRAFÍA 
 
 
 
 
 
 
 
100
 
103
 
106
 
109
 
 
110
 
 
 
 
 
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119
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133
 
 
140
 
 
 
 
 
 
DETERMINACIÓN DEL ACEITE RESIDUAL EN YACIMIENTOS PETROLEROS 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
A
RESUMEN: 
 
El presente trabajo consta de cinco capítulos, en los que se tratan los conceptos 
relacionados con la determinación y aplicación del valor de saturación residual de 
aceite ( orS ). Los temas desarrollados son de gran relevancia, ya que con esta 
información se adquieren las bases para poder realizar una caracterización y 
recaracterización del yacimiento o pozo petrolero y, poder así, proponer opciones 
para implementar o establecer un método de recuperación secundaria o mejorada 
de hidrocarburos. 
 
Los temas desarrollados a lo largo de este trabajo son de gran utilidad, ya que al 
tener más conocimientos sobre la saturación residual de aceite ( orS ), se conoce 
mejor el comportamiento del aceite en el yacimiento y las fuerzas retentivas del 
mismo, para finalmente planear mejor su extracción y de esta manera establecer 
el mejor régimen de explotación. 
 
Estos temas se desarrollan con textos amplios y se complementan con imágenes, 
tablas y esquemas que ayudan a un mejor entendimiento de los mismos, así 
también se establecen algunas observaciones y recomendaciones que deben 
tenerse en cuenta en la determinación del valor de orS , para tener la seguridad y 
confiabilidad en cualquiera de los métodos aquí presentados. Los capítulos en que 
se divide este trabajo son: 
 
Capítulo I, CONCEPTOS FUNDAMENTALES. Se definen cada una de las 
propiedades relacionadas con la saturación residual de aceite ( orS ) y en general 
con los conceptos que estudiantes de la carrera de Ingeniería Petrolera deben 
conocer y manejar para entender de manera adecuada este trabajo y para mejorar 
el entendimiento de la Ingeniería de Yacimientos. 
 
DETERMINACIÓN DEL ACEITE RESIDUAL EN YACIMIENTOS PETROLEROS 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
B
Capítulo II, OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE 
LABORATORIO Y DE CAMPO. Se enfoca en la descripción de métodos que se 
llevan a cabo en laboratorios especializados, como el método de la centrífuga, de la 
membrana semipermeable, etc. y algunos de campo, como los basados en registros 
geofísicos de pozos, trazadores químicos, etc. con los cuales podemos determinar 
de manera directa el valor de saturación residual de aceite ( orS ). 
 
Capítulo III, OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR MEDIO DE OTROS 
PROCEDIMIENTOS. Se describen otros métodos para la determinación del valor de 
saturación residual de aceite ( orS ), los cuales se basan en ecuaciones matemáticas 
o correlaciones que han sido establecidas por diferentes autores. 
 
Capítulo IV, CORRELACIONES DEL ACEITE RESIDUAL CON PARÁMETROS 
PETROFÍSICOS. Aquí se presenta el comportamiento que tiene el valor de 
saturación residual de aceite ( orS ) con respecto a otros parámetros petrofísicos, 
como la porosidad y la permeabilidad básicamente, aunque también con respecto a 
otros como la mojabilidad, el tipo de roca, etc. Se presentan gráficos, los cuales 
pueden ayudar a determinar la saturación residual de aceite ( orS ) sin necesidad de 
llevar a cabo pruebas de laboratorio o de campo y que nos permitan obtener un 
valor con mayor rapidez en caso de ser necesario y que además tenga un valor alto 
de confiabilidad. 
 
Capítulo V, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Muestra las 
observaciones y resultados analizados en cada capítulo, así como algunas 
recomendaciones que pueden llevarse a cabo antes y después de realizar alguna 
de las pruebas o técnicas mencionadas en este trabajo, además de establecer sus 
múltiples aplicaciones en la Ingeniería Petrolera, lo cual será de gran apoyo 
durante la evolución y administración de yacimientos. 
INTRODUCCIÓN 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 I
 
INTRODUCCIÓN 
 
La amplia demanda de crudo y la notable disminución de las reservas, han 
generado un gran interés en la búsqueda y explotación de nuevos yacimientos. 
Sin embargo, su recuperación se hace cada día más compleja debido a las 
condiciones que presentan los fluidos o a la localización de estos. 
 
Diversos métodos de recuperación secundaria o mejorada han sido desarrollados 
con base en los resultados que arrojan experimentos de laboratorio 
principalmente, estos experimentos se enfocan en la determinación de una 
parámetro principal, el cual es el valor de saturación residual de aceite ( orS ) entre 
los que se destacan los procesos de inyección de fluidos (agua o gas), térmicos de 
vapor, combustión“in-situ” y el calentamiento eléctrico. Para implementar alguno 
de estos métodos es necesario realizar las siguientes validaciones: 
 
1) Estudio experimental de laboratorio 
 2) Simulación numérica 
 3) Pruebas piloto en campo 
 
 El estudio experimental incluye el diseño y ejecución de pruebas en un simulador 
físico escalado, el cual tiene la ventaja de capturar fenómenos físicos que puedan 
estar ocurriendo en un proceso en particular. De esta manera el conocimiento del 
valor de saturación residual de aceite ( orS ), se convierte en fundamental en 
procesos de recuperación secundaria y/o mejorada. 
 
Dentro de las intervenciones más frecuentes que permiten optimizar la explotación 
de los pozos o eliminar algunas anomalías presentes está la estimulación de 
pozos, cuyo objetivo es la de reestablecer o incrementar la capacidad productiva 
de un pozo. 
 
INTRODUCCIÓN 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 II
 
Debido a que estas operaciones implican costos muy elevados, tanto por el costo 
mismo de la operación como por el inherente a la producción esperada, es 
necesario simular las condiciones de cada pozo (de presión y temperatura) en 
laboratorio antes de realizar cualquier operación y así asegurar el éxito de ella. 
 
En este trabajo se incluyen sólo algunos métodos para la obtención del valor de 
saturación residual de aceite ( orS ). Tales pruebas o métodos darán una idea 
global del porqué de cada una de ellas, en cuanto a su relación entre la teoría y 
operación en el campo, con el fin de que cada método aquí presentado tenga su 
fundamento en la experimentación y de ahí se pueda evaluar de manera concreta 
la teoría. 
 
Debido a que existen pocas fuentes bibliográficas en español actualizadas acerca 
de estos temas, este trabajo servirá, no solo para apoyar a estudiantes de la 
asignatura correspondiente, sino como una fuente de consulta para otras 
asignaturas afines y para estudiantes de postgrado. 
 
Este trabajo consistió en la recopilación de información de distintas fuentes 
bibliográficas para actualizar los conceptos fundamentales de Ingeniería de 
Yacimientos y disponer de un material en español que sirva de forma didáctica y 
como una herramienta de estudio o consulta para los estudiantes de esta 
asignatura y así mejorar el proceso de enseñanza aprendizaje. También puede ser 
de utilidad para agrupar a estudiantes de carreras relacionadas, para estudiantes 
de postgrado que quieran revisar los conceptos fundamentales de Ingeniería de 
Yacimientos y para los profesionales que se encuentran laborando en la 
exploración y explotación de yacimientos de fluidos. 
 
 
 
 
INTRODUCCIÓN 
FACULTAD DE INGENIERÍA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 III
Los conceptos que se manejan en este trabajo van a permitir a los estudiantes de 
ingeniería petrolera poder tener una base para estudiar los conceptos 
relacionados con la Ingeniería de Yacimientos, y adquirir cocimientos previos para 
las asignaturas relacionadas con la recuperación de hidrocarburos. 
 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
1
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES 
 
 
Uno de los objetivos principales de la Industria Petrolera mundial es la 
búsqueda de yacimientos productores de hidrocarburos y por la importancia 
que revisten ciertos parámetros petrofísicos como son la porosidad, saturación, 
permeabilidad y resistividad eléctrica; que se utilizan como base para la 
interpretación cuantitativa de los registros geofísicos, expondré a continuación 
los conceptos y medidas de dichos parámetros. 
 
 
I.1 Porosidad (φ ). 
 
La porosidad de una roca representa una medida del espacio disponible para el 
almacenamiento de fluidos y es la relación del volumen de poros y huecos 
entre el volumen bruto de la roca, indicándose en por ciento. Se calcula con la 
expresión: 
 
r
p
V
V
=φ (1) 
Donde: 
 
:pV Volumen poroso 
:rV Volumen total de roca 
 
 
I.1.1 Porosidad absoluta. Considera el volumen poroso tanto de los poros 
aislados como los comunicados entre el volumen bruto de la roca. 
 
I.1.2 Porosidad efectiva. Es la relación de volumen de huecos comunicados 
entre el volumen bruto de la roca. En caso de una roca basáltica se puede 
tener una porosidad absoluta muy alta, pero muy reducida o nula porosidad 
efectiva. 
 
 
 
 
 
 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
2
De acuerdo con el modo en que se originó, la porosidad puede clasificarse en: 
 
I.1.3 Original o primaria. Se forma en el momento de la depositación de los 
materiales que integran la roca, se caracteriza como intergranular en las arenas 
y areniscas y como intercristalina u oolítica en algunas calizas. 
 
I.1.4 Secundaria. Se debe a procesos geológicos y/o químicos que 
experimentan el mismo medio poroso después de la depositación, como 
disolución de material calcáreo por corrientes submarinas, fracturamiento, etc. 
 
La porosidad varía normalmente en los yacimientos entre el 5 y el 30%. Puede 
obtenerse directamente de núcleos en el laboratorio o indirectamente a partir 
de los registros geofísicos de pozos. 
 
I.1.5 Factores que afectan la porosidad 
 
a) Empacamiento 
b) Selección 
c) Redondez 
d) Compactación 
e) Tipo de cemento 
 
I.1.5.1 Empaquetamiento. Se refiere a la forma en que están acomodados los 
granos, por lo tanto podemos tener, granos acomodados en forma cúbica y en 
forma hexagonal. 
 
- cúbica (granos unos sobre otros) se obtiene mayor porosidad 
máximo 47% 
- hexagonal (cuatro granos sostienen uno) se obtiene menor 
porosidad máximo 25.9 % 
 
 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
3
I.1.5.2 Selección. Se dice que una roca está bien seleccionada cuando los 
granos tienden a ser del mismo tamaño, por lo tanto una roca bien 
seleccionada nos da una mayor porosidad y viceversa. 
 
I.1.5.3 Redondez. Es el grado o medida que tiene un grano de parecerse a una 
esfera. Si los granos son más redondos tenemos mayor porosidad. 
 
I.1.5.4 Compactación. Aumenta con la profundidad, a mayor profundidad 
mayor compactación y menor porosidad. Ejemplo: calizas y carbonatos. 
 
I.1.5.5 Tipo de cemento. A medida que la roca está más cementada, la 
porosidad disminuye. El cemento puede ser carbonato de calcio o sílice. 
 
 
I.2 Saturación(S) 
 
Fracción o porcentaje del volumen de poro ocupado por un fluido específico. 
 
La saturación de un fluido en un medio poroso es una medida del volumen de 
ese fluido en el espacio poroso de una roca, a las condiciones de presión y 
temperatura a que se encuentra en el yacimiento. 
 
 
 
p
f
f V
V
S = (2) 
 
Donde: 
 
fS : Saturación de fluido 
:fV Volumen del fluido 
:pV Volumen poroso 
 
 
El volumen de fluido en un yacimiento puede representar: aceite, agua o gas, 
como lo muestra la figura 1.1. 
 
 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
4
 
 
FIGURA 1.1 ROCA SATURADA CON FLUIDOS 
 
 
Dependiendo las condiciones a las que se encuentre existen diferentes formas 
de clasificar las saturaciones, dentro de las más comunes tenemos: 
 
I.2.1 Saturación inicial. Será aquella a la cual es descubierto el yacimiento. En 
el caso del agua, también se le denomina saturación de agua congénita y es el 
resultado de los medios acuosos donde se forman los sedimentos y de la 
cantidad de hidrocarburos presentes, dependiendo su valor, el agua congénita 
podrá tener movimiento o no. 
 
I.2.2 Saturación residual. Es aquella que se tiene después de un periodo de 
explotación en una zona determinada. Dependiendo del movimientode los 
fluidos, los procesos a los cuales se esta sometiendo el yacimiento y el tiempo, 
ésta puede ser igual, menor o, en casos excepcionales mayor que la saturación 
inicial. 
 
I.2.3 Saturación crítica. Es aquella a la que el fluido contenido en los poros 
comienza a moverse. Es aquel valor de saturación de un fluido especifico (fase 
liquida o gas) en el cual éste empezará a fluir primero, a medida que su 
saturación aumenta. La habilidad para fluir está relacionada a la continuidad de 
la fase. Una fase discontinua no fluirá en condiciones de producción normal. 
 
I.2.4 Saturación de agua crítica. La mayor saturación de agua que una roca 
puede mantener mientras produce hidrocarburos antes de que empiece a fluir 
el agua. 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
5
I.2.5 Saturación irreductible. Saturación mínima de un fluido mojante cuando 
es desplazado de un medio poroso por otro fluido inmiscible. 
 
I.2.6 Saturación de agua irreductible. Fracción del volumen de poros 
ocupado por agua en un yacimiento con máxima saturación de hidrocarburos. 
En rocas mojadas por agua, se presenta como una capa de agua absorbida 
que cubre las superficies de los granos. Difiere de la saturación residual de 
agua medida por análisis de núcleos porque la invasión del filtrado y la 
expansión del gas son eliminadas cuando el núcleo es sacado de su estado 
natural. 
 
I.2.7 Saturación residual de aceite orS . Es aquella saturación o volumen de 
aceite que permanece en el yacimiento después de que se ha dejado actuar a 
alguno de los mecanismos de recuperación. Con frecuencia se asocia este 
concepto con una saturación irreductible de aceite, que representa la 
saturación de aceite a la cual el aceite remanente se vuelve inmóvil o 
completamente entrampado bajo ciertos aspectos prácticos operacionales. Los 
valores típicos de orS fluctúan entre un 25 y un 50% del volumen de poros, los 
cuales están en función de un mecanismo microscópico de entrampamiento 
que está controlado por la interacción de las fuerzas viscosas y capilares, 
aunque en ciertos casos también intervienen las de inercia. Se ha observado 
que en diversas zonas existen orS aún mayores, y que en algunos casos 
permanecen casi iguales a las iniciales, lo que generalmente se debe a los 
procesos macroscópicos que están asociados al flujo no-Darciano de barrido 
en el yacimiento y a la interacción de la velocidad de flujo con el gradiente de 
presión, así como a la aceleración local en ciertos canales de flujo preferencial 
que contribuyen al entrampamiento del aceite. 
 
A partir de las pruebas de laboratorio y de campo se ha podido apreciar que a 
nivel microscópico la orS depende principalmente de la mojabilidad, 
distribución del tamaño del poro, heterogeneidad microscópica de la roca, así 
como de las propiedades de los fluidos. A nivel macroscópico, la orS depende 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
6
en gran medida del arreglo de los pozos, ritmos de explotación, intervalos 
disparados y de las heterogeneidades de la roca. 
 
 
I.2.8 Saturaciones residuales de aceite y gas durante la perforación 
 
Al considerar las saturaciones residuales de gas y aceite en la zona invadida, 
se deben distinguir dos zonas: la zona lavada y la zona invadida propiamente 
dicha. La zona lavada es la que está inmediatamente alrededor del pozo y no 
se extiende mas de 3 a 6 pulgadas. 
 
La zona invadida propiamente dicha es la que sigue a la zona lavada. En los 
cálculos e interpretaciones de perfiles eléctricos, generalmente se supone que 
la saturación residual de gas y aceite en la zona invadida varía gradualmente 
entre los valores de las zonas lavada y virgen. Por falta de buena información, 
los valores de gas y aceite residuales se asumen con base en las 
características físicas de la roca. Con tal fin, las rocas se dividen en dos 
clases: de alta porosidad y de baja porosidad. En formaciones de baja 
porosidad (menos de 15%), con una permeabilidad inferior a 5 milidarcys, se 
supone que no existe invasión. Como se muestra en la figura 1.2. 
 
Si la permeabilidad es de 5 a 100 milidarcys, el gas y el aceite residuales serán 
funciones de la pérdida de filtrado. Si la pérdida de filtrado en el encabezado 
del perfil es menor de 10 cm 3 en 30 minutos, se puede esperar una invasión 
moderada con una saturación residual del 30% para aceites pesados y 20% 
para aceites ligeros. Si la pérdida de filtrado es mayor a 10 cm³ en 30 minutos, 
puede esperarse una invasión profunda con una saturación residual del 20% 
para aceites pesados y del 10% para aceites ligeros. 
 
En formaciones de alta porosidad (más del 15%) con permeabilidades 
inferiores a 100 milidarcys, se espera una invasión moderada con una 
saturación residual de aceite del 20%. Si la permeabilidad es mayor de 100 
milidarcys, se obtendrá una invasión poco profunda con una saturación de 
aceite residual del 30% aproximadamente. 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
7
 
 
FIGURA 1.2 ZONAS ALEDAÑAS AL POZO DE ACUERDO AL FILTRADO DE LODO 
 
 
I.3 Permeabilidad (K) 
 
La permeabilidad es la medición de la facilidad con que los líquidos fluyen a 
través de una formación. En una determinada muestra de roca y con cualquier 
líquido homogéneo, la permeabilidad será una constante siempre y cuando el 
líquido no interactué con la roca en sí. 
 
Los estudios experimentales hechos por H. Darcy en 1856 sobre el flujo de 
agua en arenas no consolidadas, lo llevaron a la formulación de la ley que lleva 
su nombre, la cual ha sido extendida para describir, con algunas limitaciones, al 
flujo de otros fluidos en rocas consolidadas. La ecuación de Darcy establece la 
proporción directa que existe entre la velocidad de un fluido homogéneo en un 
medio poroso y el gradiente de presión, y la proporción inversa con respecto a 
la viscosidad de fluido, es decir: 
 
 
ds
dpKV *
μ
= (3) 
 
 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
8
Donde: 
 
:V Velocidad aparente, en s
cm 
:μ Viscosidad de fluido, en centipoise 
:K Permeabilidad de la roca, en Darcy 
:
ds
dp Gradiente de presión, en cm
atm 
 
 
Una roca debe tener poros interconectados o fracturas capilares para ser 
permeable. Por lo general una permeabilidad mayor se acompaña de una 
porosidad mayor, sin embargo esta no es una regla absoluta, porque se 
pueden presentar los siguientes casos: 
 
• Las lutitas y ciertas clases de arenas tienen altas porosidades, pero sus 
granos son tan pequeños que los caminos que permiten el paso de 
líquidos son escasos y tortuosos, y por lo tanto su permeabilidad puede 
ser baja. 
 
• Otras formaciones, como la caliza, pueden presentar pequeñas fracturas 
o fisuras de una gran extensión. La porosidad de esta formación será 
baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En 
consecuencia, las calizas fracturadas pueden tener bajas porosidades, 
pero permeabilidades muy altas. 
 
La permeabilidad puede ser: 
 
 
I.3.1 Permeabilidad absoluta ( K ). Es la propiedad de la roca que permite el 
paso de un líquido, cuando se encuentra saturada al 100% de este líquido. 
 
I.3.2 Permeabilidad efectiva ( wgo KKK ,, ). La permeabilidad efectiva a un 
fluido es la permeabilidad del medio a ese fluido cuando su saturación es 
menor del 100%. 
 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
9
I.3.3 Permeabilidad relativa ( rwrgro KKK ,, ). La permeabilidad relativa a un 
fluido es la relación de la permeabilidad efectiva a ese fluido a la permeabilidad 
absoluta. Como se muestra en la figura 1.3. 
 
K
K
K frf = (4) 
 
CURVASDE PERMEABILIDAD RELATIVA
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0 20 40 60 80 100
Saturación de agua[%]
K 
re
la
tiv
a
ACEITE
AGUA
 
FIGURA 1.3 CURVAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA 
 
I.4 Resistividad Eléctrica 
 
La resistividad eléctrica de una sustancia es la capacidad de impedir o resistir 
el paso de corriente eléctrica a través de si misma. La conductividad eléctrica 
es lo contrario a éste fenómeno. 
La unidad utilizada en los registros es el ohm-m 2 /m, generalmente expresada 
en ohm-m para la resistividad y en milíohms/m para la conductividad. 
La mayoría de las formaciones que se registran para buscar saturaciones 
potenciales de petróleo, aceite y/o gas se componen de rocas, que al estar 
secas, no conducirán una corriente eléctrica, es decir, la matriz de una roca 
tiene una conductividad nula o resistividad infinitamente alta. Una corriente 
eléctrica fluirá solo a través del agua intersticial que satura la estructura porosa 
de la formación, solamente si el agua intersticial contiene sales disueltas y 
mientras mayor sea la concentración salina, menor será la resistividad del agua 
intersticial y, por lo tanto, de la formación. 
 
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10
Las resistividades en las formaciones arenosas caen en el rango de 0.2 a 1,000 
ohm/m. 
En formaciones calcáreas, las resistividades pueden ser más altas, del orden 
de 100 a 40,000 ohm/m. 
 
Por otro lado, mientras la porosidad de la formación sea más grande y como 
consecuencia presente mayor cantidad de agua de formación, la resistividad 
será menor. Las mediciones de resistividad, junto con las de resistividades del 
agua y la porosidad, se utilizan para obtener los valores de saturación de agua. 
 
I.4.1 Factores que afectan la resistividad 
 
I.4.1.1 La cantidad de sal en el agua. Como regla general la cantidad de sal 
en el agua aumenta con la profundidad, por lo tanto a medida que aumenta la 
cantidad de sal en el agua la resistividad disminuye, esto debido a que la 
cantidad de iones aumenta. 
 
I.4.1.2 Temperatura: A medida que aumenta la temperatura, la resistividad de 
la formación disminuye, debido a que los iones que transportan electricidad se 
mueven con mayor rapidez. 
 
I.4.1.3 Saturación de agua: A medida que se tiene mayor saturación de agua, 
la resistividad será menor, por ejemplo: una formación que contiene 
hidrocarburos tendrá una saturación de agua baja por lo que nos da una alta 
resistividad. 
 
I.4.1.4 Porosidad: Si la porosidad es alta la resistividad será baja, debido a 
que en estas condiciones se tendrá mayor cantidad de agua para un mismo 
porcentaje de saturación de agua. 
 
 
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11
I.4.1.5 Litología: si la formación es arenisca, la resistividad será menor que si 
la formación fuera carbonato, debido a que en los carbonatos el recorrido que 
tiene que seguir la corriente es mayor. 
 
I.5 Energías y fuerzas del yacimiento 
Las fuerzas naturales que retienen los hidrocarburos en el yacimiento, pero que 
también los desplazan son: inercia, atracción gravitacional, atracción 
magnética, atracción eléctrica, presión, tensión superficial, tensión interfacial y 
presión capilar. 
 
I.5.1 Tensión interfacial (σ ). Es el resultado de los efectos moleculares por 
los cuales se forma una interfase que separa dos líquidos. Si 0=σ se dice que 
los líquidos son miscibles entre sí, como el agua y el alcohol. Un ejemplo 
clásico de fluidos inmiscibles se tiene con el agua y el aceite. En el caso de una 
interfase gas-líquido, se llama tensión superficial. 
Se define como la energía requerida para incrementar el área de la interfase en 
una unidad. Generalmente se emplea una campana tensiométrica para 
determinar σ , la cual se coloca en la interfase y luego se le va aplicando una 
fuerza cada vez mayor para levantarla, con lo cual se incrementa el área 
interfacial hasta un punto de ruptura. La fuerza aplicada hasta ese punto, 
dividida por la circunferencia de la campana (corregida previamente por un 
factor geométrico) es precisamente σ . Se debe tratar de evaluar la σ a las 
condiciones de yacimiento, ya que de lo contrario se incurrirá en un importante 
error. Los valores típicos de σ fluctúan normalmente entre 10 y 30 cm
dinas a 
condiciones de yacimiento, cuando se determina la σ entre un liquido y su 
vapor (o aire), se le denomina tensión superficial. 
 
Se puede decir que la σ representa una medida de miscibilidad, es decir, 
cuando se tienen bajos valores de σ , las dos fases se aproximan a la 
miscibilidad. Por ejemplo, conforme se alcanza el punto crítico, las propiedades 
de la fase liquida se parecen más a las de la fase vapor y consecuentemente la 
σ tiende a cero. Cuando se producen reducciones substanciales en la σ , se 
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12
presentaran pequeños cambios en la permeabilidades relativas. Cuando se 
reduce la σ de 35.0 a 5.0 cm
dinas se incrementarán las permeabilidades 
relativas tanto del agua como del aceite de 20 – 30%. 
 
En algunos procesos de Recuperación Mejorada se emplean bajas y muy bajas 
σ para desplazar el aceite, conforme la σ disminuye, se requiere una energía 
menor para disminuir la orS . 
 
Sin embargo, los efectos interfaciales también están en función de la 
mojabilidad y de la geometría de poro, cuyo principal efecto será el de 
incrementar la permeabilidad de cada fase. 
Teóricamente las permeabilidades relativas de dos fases están en función de 
sus saturaciones correspondientes cuando se encuentran cerca de la región de 
miscibilidad. Bajo estas condiciones, se supone que ambas fases estarán 
fluyendo conjuntamente con las porciones de fluidos entrampados ó aislados 
que se encuentran en las trampas. 
Existe muy poca información acerca del efecto de la σ sobre los procesos de 
recuperación, en especial sobre las permeabilidades relativas. No obstante, se 
ha confirmado que conforme se reduce la σ , la relación de permeabilidades de 
la fase desplazada a la fase desplazante se incrementa, con una consecuente 
mayor producción de aceite. 
 
I.5.2 Fuerzas capilares. Son el resultado de los efectos combinados de las 
tensiones interfaciales y superficiales, de tamaño y forma de los poros y del 
valor relativo de la fuerzas de cohesión de los líquidos, es decir de las 
propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluidos. 
 
I.5.3 Mojabilidad. Es la tendencia de un fluido a adherirse o esparcirse sobre 
una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. La cual se debe 
a la interacción entre la superficie de la roca del yacimiento con los fluidos. Esta 
propiedad constituye el principal factor que controla la localización, distribución 
y flujo de fluidos en el yacimiento, como se observa en la figura 1.4. En un 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
13
núcleo, la mojabilidad afecta casi todos los análisis que se realizan en el, 
incluyendo presión capilar, permeabilidad relativa, saturación residual de 
aceite, saturación irreductible de agua, propiedades eléctricas, así como 
aquellos desplazamientos con agua u otros fluidos para procesos de 
recuperación mejorada. Por lo que es necesario que estas pruebas se lleven a 
cabo en núcleos presurizados o bien con condiciones de mojabilidad 
restablecidas a su estado original, y se realizan a condiciones de presión y 
temperatura del yacimiento. 
 
Se emplean ciertos aditivos en los fluidos de perforación o terminación del 
pozo, que pueden alterar la mojabilidad del núcleo mediante la adsorción de 
componentes polares y/o la depositación material orgánico que inicialmente se 
encontraba en el aceite. En general, el grado de alteraciónestá determinado 
por la interacción de los componentes del aceite, la superficie mineral y la 
química de la salmuera. 
 
 
Los cambios en la mojabilidad de los núcleos afectan a las siguientes 
propiedades del sistema roca – fluidos: 
 
 
 Características eléctricas 
 Presión capilar 
 Permeabilidad relativa 
 Saturación de agua irreductible 
 Saturación de aceite residual 
 
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14
 
FIGURA 1.4 DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS DE ACUERDO A LA MOJABILIDAD 
I.5.3.1 Tipos de Mojabilidad. Hace algunos años se consideraba que casi 
todos los yacimientos petroleros estaban mojados por agua, con base en que 
casi todas las rocas sedimentarias limpias son fuertemente mojadas por agua y 
a que los yacimientos formados por areniscas fueron depositados en medios 
acuosos, dentro de los cuales el aceite migró posteriormente, por lo que se 
supuso que el agua evitaría que el aceite tocara las superficies rocosas. 
Algunos investigadores, como Nutting en 1934, observó que algunos campos 
presentaban características de gran preferencia a ser mojadas por aceite, a tal 
grado que por ejemplo, la arenisca Tensleep de Wyoming tenía una capa de 
hidrocarburos pesados de 0.7 mμ de espesor, la cual no se pudo remover con 
solventes o gasolina, únicamente fue posible removerla quemando dichos 
hidrocarburos. 
Treiber y Cols determinaron la mojabilidad de 55 yacimientos empleando la 
técnica de medición de ángulo de contacto. De los yacimientos carbonatados 
analizados, el 8% resultó mojado por agua, el 8% presentó mojabilidad 
intermedia, y el 84% presentó mojabilidad al aceite (campos localizados al 
oeste de Texas). 
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15
Finalmente Chillingar y Yen determinaron la mojabilidad a 161 muestras 
midiéndoles el ángulo de contacto, entre los cuales incluía a 90 núcleos de 
calizas y dolomías Asmari del Medio Oriente, 15 dolomías del oeste de Texas, 
3 calizas Madison de Wyoming, 4 núcleos carbonatados de campos de México, 
4 carbonatados del campo Rengiu de China, 16 núcleos carbonatados de 
Alberta, 19 núcleos de pizarra Chalk del Mar del Norte, 5 muestras de la India y 
5 muestras de campos Soviéticos de la región Volga-Urales. Los resultados se 
muestran a continuación, los cuales muestran que un 80% de los campos 
mencionados son mojados por aceite. 
 
MOJABILIDAD ANGULO DE CONTACTO % DE YACIMIENTOS 
Al Agua 0° - 80° 8.0 
Intermedia 80° - 100° 12.0 
Al aceite 100° - 160° 65.0 
Fuertemente al Aceite 160° - 180° 15.0 
 
Salathiel propuso el término de mojabilidad mixta para el caso especial de 
cuando las superficies mojables al aceite forman un medio continuo a través de 
los poros grandes, mientras que los poros pequeños permanecen mojables al 
agua sin contenido de aceite. La mojabilidad fraccional se debe a que algunos 
componentes del aceite son absorbidos fuertemente en ciertas áreas de la 
roca, por lo que una porción resulta preferentemente mojado por aceite, en 
tanto otra lo es por agua. 
En general, se puede decir que la mayoría de las rocas carbonatadas son 
preferentemente mojadas por aceite, mientras que algunos de los yacimientos 
de arenisca son preferentemente mojados por agua, debido principalmente a 
que los silicatos normalmente tienen cargas negativas con superficies 
ligeramente ácidas en agua neutral, y los carbonatos tienen cargas positivas 
con superficies ligeramente básicas. 
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16
Por lo anteriormente discutido, es necesario considerar el pH, la salinidad, la 
acidez del crudo y la mojabilidad original del sistema para planear un 
desplazamiento con una solución alcalina. 
I.5.3.2 Determinación de la Mojabilidad. Se han propuesto varios métodos 
para la determinación de la mojabilidad, dentro de los cuales se incluyen 
algunas técnicas cuantitativas, como la medición del ángulo de contacto, el 
método USBM y el de Amott (imbibición y desplazamiento forzado), así como 
algunos métodos cualitativos que incluyen el análisis de los ritmos de 
imbibición, el análisis microscópico de núcleos, el de flotación, el de 
resbalamiento en cristal, el de análisis de curvas de permeabilidades relativas, 
las relaciones de permeabilidad / saturación, las curvas de presión capilar, el 
método capilarimétrico, el de presión capilar de desplazamiento, el de los 
registros de resistividad, el de magnetismo nuclear de resonancia y el de 
adsorción. 
La histéresis es uno de los problemas principales que se tiene con la medición 
del ángulo de contacto, ya que como se ha visto experimentalmente, una gota 
líquida en una superficie puede presentar diferentes ángulos de contacto 
estables, por lo que es conveniente calcular ya sea el ángulo de avance o el de 
retroceso, pues estos se consideran reproducibles, aún cuando en algunas 
ocasiones la diferencia pudiese ser mayor de los 60°, lo cual se puede deber a 
la rugosidad superficial, a la heterogeneidad de la superficie o bien a la 
inmovilidad superficial a escala macromolecular. 
El método Amott combina la imbibición y el desplazamiento forzado para medir 
la mojabilidad promedio del núcleo. Se basa en el hecho de que el fluido 
mojante se imbibe espontáneamente en el núcleo, desplazando al no mojante. 
La relación de la imbibición espontánea a la forzada se emplea para reducir la 
influencia de algunos otros factores, como la permeabilidad relativa, la 
viscosidad y la saturación inicial. 
 
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17
El principal problema de esta técnica y de sus modificaciones, consiste en su 
insensibilidad cerca del punto de mojabilidad intermedia, ya que este método 
mide la facilidad con la cual el fluido mojante desplaza espontáneamente al no 
mojante. Sin embargo ninguno de los fluidos imbibe o desplaza al otro, cuando 
se tiene un ángulo de contacto entre 60 y 120° ( de 1 a 2.1 rad.). 
Donaldson y Cols desarrollaron el método USBM para medir la mojabilidad 
promedio del núcleo de una forma relativamente rápida, pues se requieren 
unos cuantos días para 4 u 8 núcleos. Su principal ventaja sobre el método de 
Amott consiste en que esta técnica si es sensible a la mojabilidad neutral. No 
obstante, la mojabilidad solo se puede determinar en pequeños núcleos, ya que 
éstos se colocan en una centrífuga. Este método compara el trabajo necesario 
para que un fluido desplace a otro, ya que el cambio favorable de energía libre 
hace que el trabajo desarrollado por el fluido mojante para desplazar al no 
mojante del núcleo sea menor, el cual es proporcional al área bajo la curva de 
presión capilar correspondiente. Cuando se tiene un núcleo mojable al agua, el 
área bajo la curva de presión capilar cuando el agua desplaza al aceite ( 1A ) es 
menor al área cuando el aceite desplaza al agua ( 2A ), cuya relación logarítmica 
(
2
1
A
A ) es precisamente el índice de mojabilidad (W ) para este método. 
La técnica de imbibición es el más popular de los métodos cualitativos para 
estimar la mojabilidad, debido a su rapidez sin requerir aparatos complicados, 
aunque solo nos proporciona una idea somera de la mojabilidad. Originalmente 
esta era determinada a temperatura y presión atmosférica. Recientemente Kyte 
y Cols, realizaron algunas modificaciones al equipo original a fin de determinar 
la mojabilidad a condiciones del yacimiento. El principal problema de este 
método, consiste en que los ritmos de imbibición también dependen de las 
permeabilidades relativas, viscosidad, tensión interfacial, estructura porosa, así 
como de la saturación inicial. 
 
 
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18
I.5.3.3 Efectos de la Mojabilidad. Se ha observado que esta propiedad tiene 
gran influencia sobre las siguientes propiedades y aspectos: 
1) Eléctricas 
2) Presión capilar 
3) Permeabilidades relativas 
4) Recuperación de aceite 
5) Inyección de agua 
I.5.3.3.1 Sobre las propiedades eléctricas. Para el cálculo de la saturación de 
agua congénita a partir de los registros de resistividad, se emplea el exponente 
de saturación de Archie, cuyo valor para una arenisca limpia, consolidada y 
preferentemente mojada por agua, es de 2, mientras que en núcleos 
preservados o no mojados por agua es mucho mayor. Cuando se tiene una 
formación uniformemente mojada por aceite y con baja saturación de agua, el 
valor del exponente de saturación n , alcanza valores mayores de 10. Estos 
valores se deben a que la porción de salmuera se encuentra entrampada o 
está aislada, lo que la hace incapaz de contribuir a la conductividad eléctrica. 
Por esta razón, cuando se emplea un núcleo con mojabilidad al agua, debido a 
los procedimientos de limpieza empleados para medir el exponente n , en un 
yacimiento realmente mojado por aceite, la saturación de agua será 
subvaluada a partir de los registros de resistividad. 
I.5.3.3.2 Sobre la presión capilar. No existe una relación inmediata entre la 
presión capilar cP determinada a dos mojabilidades diferentes. Cuando se tiene 
un medio poroso con mojabilidad uniforme, el efecto de la geometría de poro 
en un medio poroso con superficies extremadamente rugosas hará que la curva 
de presión capilar sea insensible en sistemas con pequeños ángulos de 
contacto (menores a los 50°, 0.87 rad.) para la curva de presión capilar de 
drene, y mayor a los 20° (0.35 rad.) para la de imbibición. 
 
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19
Cuando el medio poroso presenta condiciones de mojabilidad de tipo mixto o 
fraccional, la cantidad y la distribución de las superficies mojadas por aceite y 
agua determinan la forma de la curva de presión capilar, la saturación residual, 
así como el comportamiento de imbibición, ya que ésta también depende de la 
interacción de la mojabilidad con la estructura porosa, saturación inicial e 
historia de saturaciones. Debido a esto, existe un gran rango de variación en 
las mediciones del ángulo de contacto, en donde ni el aceite ni el agua se 
imbiben libremente en un núcleo uniformemente mojado. En cambio, en una 
formación con mojabilidad fraccional o mixta, tanto el aceite como el agua se 
pueden imbibir libremente. 
Generalmente, no es posible simular un medio poroso a partir de un juego de 
tubos capilares y solo se podrán emplear sistemas aire/salmuera o 
aire/mercurio cuando el núcleo sea mojado por agua en la determinación de la 
curva de presión capilar, dichas muestras deben conservar sus condiciones 
originales de mojabilidad, ya que de lo contrario se obtendrían diferentes 
valores de cP , así como una orS diferente de acuerdo al grado de alteración de 
mojabilidad. Finalmente, si se determina el ritmo de recuperación de aceite por 
imbibición, con un núcleo que ha sido lavado sin restituir sus condiciones 
originales de mojabilidad, esta será sobreestimada, sobre todo si el yacimiento 
es fracturado. 
Debido a que las fuerzas capilares son de los factores predominantes que 
gobiernan el flujo y la distribución de los fluidos dentro del yacimiento, es de 
esperar que la mojabilidad, que forma parte del número capilar, desempeñe un 
papel importante en la determinación de las propiedades del flujo multifásico, 
considerando que una pequeña variación en la mojabilidad alteraría las 
permeabilidades relativas, la dispersión, así como las saturaciones de fluidos 
fluyentes y entrampados. La dispersión de cada fase se incrementa conforme 
disminuye su saturación. En general, el flujo de la fase no mojante es mucho 
más disperso que el de la fase mojante, lo cual favorece el flujo de la fase 
mojante y reduce el de la no mojante. 
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20
I.5.3.3.3 Sobre las permeabilidades relativas. La mojabilidad afecta de 
manera importante las permeabilidades relativas, debido a que es uno de los 
principales factores que controlan la localización, el flujo y la distribución de los 
fluidos en el medio poroso. En medios porosos mojados uniformemente o 
fraccionalmente, la permeabilidad relativa al agua se incrementa, mientras que 
la permeabilidad relativa al aceite disminuye. Cuando el sistema presenta 
condiciones de mojabilidad mixta, se tendrá una fase continua de aceite 
mojando la superficie de los sólidos mayores que alteran la curva de 
permeabilidad relativa, hasta alcanzar una baja saturación residual de aceite 
orS después de haber inyectado varios volúmenes porosos de agua. Entonces 
es necesario, realizar las mediciones de las permeabilidades relativas en 
núcleos cuya mojabilidad sea preservada o restaurada, ya que de lo contrario 
se incurriría en serios errores. 
Ya que la permeabilidad relativa rK es una medida directa de la habilidad del 
medio poroso para permitir el flujo de un fluido en presencia de otros, es de 
vital importancia que los valores obtenidos de rK sean lo más cercano a la 
realidad. Durante una prueba de desplazamiento en un medio mojado por agua 
se tendrá un frente moviéndose casi uniformemente a través del medio poroso, 
el agua inyectada tenderá a imbibirse dentro de cualquier poro regular o 
pequeño, moviendo al aceite dentro de los poros grandes donde es fácilmente 
desplazado, fluyendo adelante del frente. En la zona frontal, cada fluido se 
moverá a través de sus propios poros, llevando consigo un poco del fluido 
mojante localizado en cada poro. En esta zona, donde se encuentran fluyendo 
aceite y agua, una porción del aceite se encontrará en fase continúa con 
algunas ramificaciones, mientras que el resto permanece entrampada en forma 
de gotas o glóbulos discontinuos. Cuando el agua desplaza al aceite de un 
poro mojado por agua, ésta avanzará a lo largo de las paredes del poro, 
desplazando al aceite delante del frente. En determinado instante, el cuello que 
conecta al aceite del frente con el aceite remanente en el poro se volverá 
inestable hasta romperse, dejando sin recuperar al aceite en forma de gotas 
casi esféricas de aceite en el centro del poro. Una vez que ha pasado el frente 
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21
de desplazamiento, el aceite remanente se vuelve inmóvil. Es por esta razón, 
que después del surgimiento del agua, se tendrá muy poca o ninguna 
producción de aceite. El aceite residual desconectado hidráulicamente del 
patrón del flujo se presentará en dos formas básicas: como glóbulos esféricos 
pequeños localizados en el centro de un poro, así como estructuras de aceite 
que se prolongan por varios poros. 
Cuando el núcleo es fuertemente mojado por aceite, la superficie de la roca se 
encontrará preferentemente mojada por aceite, y la localización de los fluidos 
es inversa al caso de una muestra mojada por agua. En este caso, el aceite se 
encontrará en los poros pequeños y como una capa delgada que cubre la 
superficie de la roca en los poros grandes, mientras que el agua estará alojada 
en el centro de los poros grandes. Si se trata de desplazar al aceite con agua 
en un medio de este tipo, su eficiencia será mucho menor que en el caso de 
un sistema mojado por agua, ya que se formarán canales preferenciales al flujo 
del agua o interdigitaciones a través de la red de los poros mayores, 
desplazando solamente una pequeña fracción de aceite adelante del frente. 
Conforme se incrementa el volumen de agua inyectado, ésta invade los poros 
pequeños, hasta formar canales continuos de flujo adicionales,con un 
consecuente incremento ligero en la producción de aceite, hasta que 
prácticamente cesa el flujo de aceite, debido al llenado de estos poros, dejando 
un volumen considerable de aceite remanente en la mayoría de los poros 
pequeños, como una superficie que cubre los granos de la roca y como 
grandes bolsas de aceite entrampado rodeado por agua. En este caso, existe 
un gran volumen de aceite que puede producirse, por lo que en general no se 
alcanza la saturación residual de aceite orS . 
I.5.3.3.4 Sobre la recuperación de aceite. La determinación de la mojabilidad 
in-situ y su efecto sobre la recuperación de aceite han sido tratados 
extensamente en la literatura técnica. Varios investigadores sustentan que la 
recuperación de aceite por agua es mucho mayor en formaciones fuertemente 
mojadas por agua. Owens y Archer observaron que la recuperación de aceite 
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22
disminuía conforme aumentaba el ángulo de contacto de avance. En 1955, 
Richardson y Cols obtuvieron bajas saturaciones residuales en núcleos 
lavados, las cuales se fueron incrementando al volverse el núcleo fuertemente 
mojado por agua. 
Salathiel postuló un nuevo tipo de mojabilidad (mixto) para aquellos campos en 
los cuales se encontraban algunas partes de la superficie porosa en contacto 
con el aceite, mientras el resto permanecía en contacto con agua. En estos 
medios, el aceite continúa fluyendo aún a muy bajas saturaciones, lo cual 
explicaba el comportamiento reportado por Richardson y Cols aún cuando las 
bajas saturaciones residuales encontradas es ese campo, no se deben al 
desplazamiento del agua, sino mas bien al drene gravitacional. 
Rathmell y Cols reportaron bajas saturaciones residuales a partir de algunas 
pruebas de imbibición, observando que para la mayoría de los sistemas, el 
entrampamiento del aceite disminuía cuando la muestra se tornaba ligeramente 
mojada por agua. Amott también obtuvo bajas saturaciones residuales a partir 
de pruebas de desplazamiento realizadas en sistemas ligeramente mojados por 
agua. 
No resulta sencillo llevar a cabo un estudio del efecto de la mojabilidad sobre la 
recuperación. Quizá la mayor dificultad en este tipo de estudios se tiene 
cuando se trabaja con superficies minerales con alto nivel de energía. Se han 
realizado varios intentos para correlacionar el cambio de mojabilidad con las 
reacciones que se presentan cuando existen silicatos. Sin embargo, ninguno de 
los procedimientos publicados ha tenido aceptación general. Existen algunas 
relaciones entre el ángulo de contacto con el nivel de concentración de los 
componentes del aceite. No obstante, se han encontrado serios obstáculos 
cuando se trata de reproducir el ángulo de contacto medido en este tipo de 
sistemas, especialmente en medios porosos complejos. 
En algunos casos, se ha observado que ciertos componentes del aceite 
pueden alterar la mojabilidad de la superficie mineral de la roca, especialmente 
los asfaltenos y los componentes no hidrocarburos. Cuando se tienen núcleos 
I. CONCEPTOS FUNDAMENTALES FACULTAD DE INGENIERIA UNAM JOSÉ MIGUEL CRUZ OROPEZA 
 
 
 
 
 
23
con capas de asfaltenos es necesario que al removerlos se mantenga la 
mojabilidad original. Actualmente ya se conocen los mecanismos básicos por 
medio de los cuales los asfaltenos pueden removerse o permanecer en 
contacto con la superficie mineral sin alterar el grado de mojabilidad. 
La adhesión de algunos componentes hidrocarburos y la depositación de una 
pequeña capa de éstos, está en función de la cantidad de energía superficial 
del mineral de la roca de formación. Esto ocasiona que la permeabilidad 
relativa al agua sea reducida, favoreciendo el control de la movilidad y en 
consecuencia se mejorará la eficiencia de barrido. Sin embargo, estos valores 
se incrementan con el gradiente de presión, así como el número capilar 
necesario para la movilización del aceite residual. Aunque en algunos estudios, 
como el desarrollado por Lorenz y Cols, encontraron que la saturación residual 
disminuía del 30% cuando era fuertemente mojado por agua, a casi 20% 
cuando el sistema tenia mojabilidad neutral, y el mínimo de la curva se 
alcanzaba cuando se tenia un sistema ligeramente mojado por aceite. 
I.5.3.3.5 Sobre la Inyección de agua. Se ha empleado la inyección de agua en 
varios campos a nivel mundial, como un método de recuperación secundaria 
para desplazar el aceite y tratar de obtener una mayor recuperación en el 
menor tiempo. Si se supone que inicialmente en el yacimiento el agua está 
inmóvil, se producirá únicamente aceite hasta el momento en el cual surja el 
agua en el pozo productor. Después de la irrupción del agua, se incrementa 
notablemente la cantidad de agua producida y disminuye la de aceite, hasta 
que la relación agua-aceite producida (WOR ) es tan alta, que no es rentable 
seguir explotando el pozo. 
Realmente, existe una gran diferencia en el comportamiento de un medio 
mojado por aceite de uno mojado por agua en un desplazamiento por agua. En 
un sistema uniformemente mojado, se logra un desplazamiento mas eficiente 
en un medio mojado por agua que uno mojado por aceite. Generalmente, las 
permeabilidades relativas al agua y al aceite y la relación de viscosidades 
aceite
agua controlan la recuperación en una prueba de laboratorio, ya que se 
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24
pueden despreciar los efectos capilares en un medio horizontal. Sin embargo, 
en estas pruebas existen efectos de entrada y de salida que pueden afectar los 
resultados. En este caso, es posible emplear la ecuación de flujo fraccional 
descrita por Craig, para evaluar el comportamiento de la recuperación, es decir: 
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+
=
rw
ro
o
w
Sw
K
K
f
w
μ
μ1
1
)( (5) 
Donde: 
=wf Flujo fraccional de agua 
=wS Saturación de agua 
=oμ Viscosidad del aceite 
=wμ Viscosidad del agua 
=roK Permeabilidad relativa al aceite 
=rwK Permeabilidad relativa al agua 
 
Con esta expresión se puede calcular el flujo fraccional a una saturación dada, 
la cual se incrementa a medida que la relación de viscosidades aceite
agua 
disminuye. Esta disminución origina un surgimiento prematuro del agua 
inyectada con una consecuente disminución en la recuperación de aceite. 
Las permeabilidades relativas al aceite y al agua, están explícitamente en 
función de la saturación de agua y son afectadas por la geometría del poro, 
mojabilidad, distribución de fluidos y la historia de saturaciones. 
 
Como se ha visto en campos de todo el mundo, la recuperación al surgimiento 
en un medio poroso fuertemente mojados por agua, es alta, con una pequeña 
producción adicional después de la irrupción del agua. Pero cuando se tiene un 
sistema fuertemente mojado por aceite, éste se recupera después de un largo 
periodo de tiempo de producción simultánea de agua y de aceite, además de 
que se debe inyectar un volumen mucho mayor de agua. En un yacimiento con 
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25
mojabilidad fraccional, su comportamiento es similar al de medios 
uniformemente mojados, solo que la orS se incrementa a medida que el medio 
se torna mas mojado por aceite. Cuando se tiene un medio con mojabilidad 
mixta, se puede observar una variación en las curvas de permeabilidad relativa, 
debido a esto es posible continuar desplazando aceite, aún después de haber 
inyectado varios volúmenes porosos (VP ) de agua. La mojabilidad también 
afectará algunas propiedades del flujo multifásico, incluyendo la presión capilar 
y las propiedades eléctricas. Entonces, tanto el surgimiento, como la 
recuperación de aceite al límite económico, dependende la mojabilidad y la 
relación de viscosidades. Si disminuye la movilidad del aceite debido a una alta 
relación de viscosidades, se tendrá una baja recuperación al surgimiento del 
agua. 
 
Es conveniente realizar las pruebas de desplazamiento con núcleos 
presurizados, en caso contrario es necesario restablecer las condiciones 
originales de mojabilidad, ya que de lo contrario se sobreestimará la 
recuperación final si el medio no tiene condiciones de mojabilidad intermedia o 
al aceite, y serán subestimadas cuando sea fraccional o mixta. 
I.5.4 Capilaridad. Cuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos 
puede producirse un ascenso o un descenso de la interfase. En el primer caso 
se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de 
"descenso capilar". Estos movimientos ocurren como consecuencia de los 
fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma 
preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso 
capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de 
la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema. 
I.5.5 Presión capilar. Es la diferencia de presión existente entre la fase 
mojante y la no-mojante a una condición de saturación determinada del sistema 
y en una historia de saturación predeterminada. 
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26
Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación porosa a la misma 
elevación y aún cuando los fluidos estén a la presión de equilibrio, éstos no se 
encuentran a la misma presión. 
 
Esta situación se genera debido a que la atracción mutua entre la roca y el 
fluido (tensión de adhesión) es diferente para cada fluido. La diferencia en la 
presión entre las dos fases en equilibrio a la misma elevación se denomina 
presión capilar entre las fases. 
 
El fluido con la mayor tendencia a mojar la roca tendrá la presión capilar más 
baja. 
 
Así la presión capilar entre dos fluidos puede ser definida como: 
 
 
wnw PPPc −= (6) 
 
 
 
Donde: 
 
:Pc Presión capilar 
:nwP Presión del fluido no mojante 
:wP Presión del fluido mojante 
 
La presión capilar es la diferencia de presión a través de la interfase entre dos 
fluidos inmiscibles. La diferencia de presión es proporcional a la tensión 
superficial e inversamente proporcional al radio efectivo de la interfase, también 
depende del ángulo de contacto θ del líquido sobre la superficie de capilaridad. 
Se considera que existe cierta analogía entre los poros de la roca del 
yacimiento y los tubos capilares, ya que sus diámetros son similares. Cuando 
esto ocurre, las fuerzas superficiales inducidas por la mojabilidad preferencial 
del sólido, hacen que alguno de los fluidos se extienda sobre su interfase, 
ocasionando una diferencial de presión medible entre las dos fases a través de 
la interfase. En un tubo capilar, el agua se puede desplazar inyectando aceite, 
y éste a su vez puede ser desplazado espontáneamente si se reduce su 
presión. Figura 1.5. 
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27
En general, se define a la presión capilar como una diferencia de presiones, 
solo que cuando el sistema es mojable al aceite, este valor será negativo, y se 
podrá evaluar con: 
r
PPP nwwnwc
θσ cos2
=−= (7) 
 
Que también se puede expresar mediante la ecuación desarrollada por Laplace 
en su forma general, la que se representa como: 
 
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
+⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛
=−
e
wowo rr
PP 11
1
/σ (8) 
 
Donde 1r y er , representan los radios principales de curvatura en la interfase y 
σ la tensión interfacial. Y como la presión capilar se define como ya se dijo en 
wnw PPPc −= , lo cual involucra para aceite y agua que en la mayoría de los 
casos se tendrá una curvatura positiva en la fase aceite, mientras que en la 
fase agua se presentará una negativa. Cuando se tiene una superficie plana, la 
presión capilar se vuelve cero. 
 
Se supone que el radio de curvatura en la interfase y por consiguiente la 
presión capilar, están en función de la geometría de poro, la mojabilidad, las 
saturaciones, así como de su historia. Es demasiado complicado tratar de 
resolver analíticamente las ecuaciones para el calculo de la curvatura interfacial 
en la mayoría de los medios porosos reales. Para estos casos, no es posible 
desarrollar una relación simple como la que se emplea en tubos capilares. 
Cuando se tiene un tubo capilar suficientemente pequeño, la interfase se puede 
aproximar como una porción de una esfera de radio r , el cual generalmente es 
mucho mayor al radio del tubo capilar. La relación entre los dos radios será: 
 
r
r
Cos t=θ (9) 
 
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28
Considerando esta expresión para el cálculo de la presión capilar en términos 
del radio del tubo y las fuerzas interfaciales, se puede llegar a la definición 
inicial de presión capilar. No obstante, actualmente existen varios métodos para 
obtener en forma precisa la presión capilar en función de la saturación y la 
geometría de los poros de la roca del yacimiento. 
 
FIGURA 1.5 ESQUEMATIZACIÓN DE LA PRESIÓN CAPILAR 
 
 
Cuando el agua y el aceite se juntan, forman una interfase curvada con un 
ángulo de contacto que puede extenderse de 0° a 180°. 
Por convención sí: 
 
0°< θ < 60°-75° el sistema es mojado por agua 
 
105°-120° < θ < 180° el sistema es mojado por aceite 
 
60°- 75° < θ <105°-120° el sistema tiene mojabilidad neutra 
 
 
Hay dos procesos básicos para la presión capilar: Drene e Imbibición. 
 
• En el proceso de drene, el fluido no mojante desplaza al fluido mojante. 
Proceso en donde la fase no-mojante va aumentando su saturación en 
el sistema con el tiempo. Este es un proceso forzado. 
 
 
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29
• En el proceso de imbibición, el fluido mojante desplaza al fluido no 
mojante. Es el proceso inverso al drene y en éste la fase mojante 
incrementa su saturación en el sistema con el tiempo. Este es un 
proceso espontáneo. 
• Generalmente existe histéresis en la presión capilar pues varía la 
saturación, siendo la histéresis la diferencia entre las curvas de drene e 
imbibición. 
I.5.6 Presión Umbral. Es la mínima diferencia de presión necesaria para poder 
introducir fase no-mojante al sistema poroso. 
I.5.7 Curva de drene. Para establecer una curva de presión capilar de drene, 
la saturación de la fase mojante es reducida desde un máximo de 100% hasta 
su saturación irreductible aumentando la presión capilar de un valor de cero 
hasta un valor grande positivo. Como se muestra en la figura 1.6. 
 
A medida que aumenta la diferencia de presión entre el 
agua y el aceite comienza a recorrerse la curva de 
drene que parte de %100=wS . 
FIGURA 1.6 CURVA DE DRENE 
 
 
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30
I.5.8 Curva de imbibición. Para establecer una curva de presión capilar de 
imbibición se aumenta la saturación de la fase mojante. Como se muestra en la 
figura 1.7. 
 
 
Se interrumpe el drenaje y se comienza con el proceso de 
Imbibición. 
FIGURA 1.7 CURVA DE IMBIBICIÓN 
 
El radio de curvatura en la interfase y por lo tanto la presión capilar son 
determinados por: 
 
 La geometría local del poro 
 La mojabilidad 
 La saturación de fluidos 
 La historia de la saturación 
 
 
Para la mayoría de los medios porosos, las ecuaciones para la curvatura 
interfacial son muy complicadas, por lo que la presión capilar se debe 
determinar experimentalmente. 
 
 
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31
I.6 Registros Geofísicos de Pozos 
El registro geofísico de pozos, consiste en una serie mediciones o registros de 
parámetros, obtenida por una sonda con varios sensores o antenas 
transmisoras y receptoras que se introduce en una perforación de barrena para 
determinar las curvas de cada parámetro que se desea conocer. Con esta 
técnica se obtienen a diferentes profundidades los parámetros físicos de la 
formación. Se lleva a cabo para determinar las características físicas de las 
rocas, de los fluidos que la saturan y de las propiedades en la vecindad del 
pozo. 
Con estos datos se determinan: la litología, la resistividad real, la densidad 
volumétrica, la geometría, porosidad y permeabilidad, así como la saturación 
de fluidos (por supuesto nos permiten determinar el valor de saturación de 
aceite residual), para poder definir los intervalos donde se encuentran las 
capas productoras. 
I.6.1 Aplicaciones 
Permite determinar: 
• Tamaño de grano. 
• Los horizontes con acumulación de hidrocarburos. 
• Las capas con contenido de fluidos o zonas saturadas y las de mayor 
flujo subterráneo. 
• Fracturamiento o aperturas por disolución o derrumbe. 
• La porosidad total o densidad volumétrica y efectiva o resistividad 
verdadera. 
• La litología y su correlación estratigráfica, así como el contenido de 
arcilla. 
II.-OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE LABORATORIO Y DE CAMPO 
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32
II.- OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE LABORATORIO Y 
DE CAMPO 
 
 
II.1 Saturación de fluidos 
En la ingeniería de yacimientos es importante determinar factores que ayuden a la predicción 
del comportamiento del yacimiento, entre ellos están las características petrofísicas del sistema 
roca – fluidos tales como la porosidad, la permeabilidad, la mojabilidad, la tortuosidad y la 
saturación de fluidos. De esta última propiedad se sabe que en los yacimientos existen tres 
tipos de fluidos; aceite, agua y gas, los cuales ocupan en menor o mayor medida el espacio 
poroso. La determinación de la cantidad de hidrocarburos contenida en los poros de la 
formación, es necesario para determinar la saturación de fluidos (aceite, agua y gas). 
 
II.2 Métodos para determinar la saturación de fluidos 
Existe una gran variedad de técnicas ingenieríles para evaluar la magnitud de la saturación 
residual de aceite ( orS ), cada una de las cuales tienen sus limitaciones e incertidumbres. Sin 
embargo, es necesario evaluar la orS con la mayor precisión posible, pero debido a la 
complejidad típica de la propiedades de la formación es necesario emplear mas de un método 
para el cálculo apropiado de la orS . Entre los últimos avances que se han logrado para la 
evaluación de la orS entre pozos se encuentran los siguientes métodos: 
 
1) .- De Resistividad 
2) .- Trazadores Radioactivos 
3) .- Desplazamiento Químico 
 
 
Para la determinación de la orS en un solo pozo se tienen las siguientes técnicas: 
 
 
 
II.-OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE LABORATORIO Y DE CAMPO 
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33
a) .- Análisis de Núcleos 
b) .- Trazadores a contra flujo 
c) .- Registros Geofísicos de Pozos 
d) .- Balance de Materia 
e) .- Pruebas de Pozos 
f) .- Registro Gravitacional 
 
Algunas de estas técnicas (como el análisis de núcleos, los registros convencionales de pozos 
y las pruebas de presión) también se pueden emplear para determinar la saturación de aceite 
inicial y la remanente a cualquier etapa de producción. 
 
Existen dos métodos que resuelven la problemática de conocer la saturación de fluidos 
contenidos en la roca del yacimiento. Una es la medición directa que es muy difícil de lograr 
pues no existe un mecanismo o herramienta que nos permita conocer con exactitud el valor de 
este parámetro. Otra es la medición indirecta, en la que se aprovechan mediciones de registros 
de pozos, mediciones de presión capilar y en general metodologías de laboratorio. 
 
II.3 Diferentes métodos para la obtención de la saturación residual de aceite orS 
Conociendo el volumen de aceite presente en el yacimiento se puede determinar con base en 
este dato y mediante una evaluación económica, cualquier proyecto de explotación. Así 
también conociendo la saturación de aceite inicial es un dato crítico para la determinación de 
procesos de recuperación secundaria, por ello el valor de la saturación residual de aceite es de 
gran importancia. 
 
Por lo tanto, un pequeño error en la estimación de la saturación de aceite (hasta el 5% del 
volumen poroso) puede significativamente afectar económicamente en el proyecto. También la 
saturación de aceite afecta la vida del proyecto. 
 
 
II.-OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE LABORATORIO Y DE CAMPO 
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34
La determinación de la saturación de aceite tiene un gran impacto en la factibilidad de 
proyectos de recuperación y de recaracterización, por ello su determinación es crítica, pero su 
medición resulta complicada en yacimientos reales. 
 
Existen métodos para determinar el valor de la saturación residual o remanente de aceite, entre 
ellos están: 
 
• Análisis convencional o especial de cualquier núcleo simple 
• Cálculos de ingeniería de yacimientos, utilizando métodos de balance de materia o 
simulación numérica de yacimientos basados en procesos de recuperación pasados 
• Varios tipos de registros de pozos 
• Medida de la presión de transición, aplicada sola o en combinación con análisis de 
núcleos y/o datos de permeabilidad relativa experimental 
• Estudios de trazadores químicos 
 
Cada método tiene sus ventajas y sus desventajas, y normalmente los ingenieros los utilizan y 
los verifican con datos estimados, los cuales se confirman con datos pasados. 
 
A continuación se presenta una tabla de herramientas y técnicas para determinar la saturación 
residual de aceite. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
II.-OBTENCIÓN DEL ACEITE RESIDUAL POR PROCEDIMIENTOS DE LABORATORIO Y DE CAMPO 
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35
Herramientas y técnicas utilizadas para determinar la saturación residual de aceite 
 
TÉCNICA 
 
 
 
POZO 
ADEMADO 
 
PERFIL 
VERTICAL 
 
PRUEBAS 
DE CAMPO 
 
PRECISIÓN 
ESPERADA 
 
PROFUNDIDAD LATERAL 
DE 
 INVESTIGACIÓN 
 
NÚCLEO 
 
• CONVENCIONAL 
• PRESURIZADO 
 
 
 
POZO EN 
PERFORACIÓN 
 
 
 
• SI 
• SI 
 
 
 
• SI 
• SI 
 
 
 
• POBRE 
• BUENA – 
EXCELENTE 
 
 
 
MENOR A 10 Pg 
 
MENOR A 10 Pg 
 
TRAZADORES 
 
SI 
 
NO 
 
SI 
 
REGULAR – EXCELENTE 
 
15 – 40 ft 
 
REGISTROS 
 
• RESISTIVIDAD 
CONVENCIONAL 
• LIL 
• NML 
CONVENCIONAL 
• NML INY-REG. 
• CONST. DIEL 
CONV. 
• EPT CONV. 
• PNL 
• PNC CONV. 
• LIL (AGUA) 
• LIL (QUIMICOS) 
• LIL (ACEITE 
CLORIN) 
• C/O 
• CONVENCIONAL 
• LIL (AGUA) 
• LIL (QUÍMICOS) 
• RAYOS GAMA 
• CONVENCIONAL 
• LIL (AGUA/QUIM) 
• REG. DENSIDAD 
• CONVENCIONAL 
• LIL 
 
 
 
• NO 
 
• NO 
• NO 
 
• NO 
• NO 
• NO 
 
• SI 
• SI 
• SI 
• SI 
 
• SI 
 
• SI 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
 
 
 
• SI 
 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
• SI 
• SI 
 
• SI 
 
• SI 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
 
 
 
• SI 
 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
• SI 
 
• SI 
• SI 
• LIMIT. 
EXP. 
• SI 
 
• LIMIT. 
EXP. 
 
• LIMIT. 
EXP. 
• NO 
• NO 
 
• NO 
• NO 
 
 
 
• POBRE 
 
• BUENA – EXC. 
• POBRE 
 
• EXCELENTE 
•